■ 策划报道/本刊记者 袁伟

天然气之惑

■ 策划报道/本刊记者 袁伟

综述篇

成长烦恼

资源篇

芝麻开门

战略篇

谁主沉浮

价格篇

无形之手

改革篇

道远任重

合作篇

长袖善舞

今年3月份以来，俄罗斯与欧美因乌克兰问题爆发了一场前所未有的“战争”。在这场较量中，各方使用的，是无色、无味、无形的特殊武器——天然气。

近期战况：

从6月16日开始，俄罗斯天然气工业公司（Gazprom）彻底切断对乌克兰供气。

7月上旬，欧盟承诺，从9月份开始，向已经“无限接近加入欧盟”的乌克兰供气。

前景分析：

乌克兰购买来自欧洲的二手天然气，来源仍然是俄罗斯。如果欧洲卖二手气给乌克兰，同样面临被Gazprom断气的威胁。

牌似乎在俄罗斯手里，但不幸的是，在通往中国的天然气管道通气之前，欧洲是Gazprom的最大买家。掐断欧洲的供气，Gazprom也掐断了自己的脖子。

至此，天然气变身为一种武器，成为地缘政治中起决定作用的砝码，主导着欧美与俄罗斯之间的政治博弈。

中国作为旁观者，意外地成为这场博弈的受益者，看似是地缘政治导致的结果，实际上，国内天然气产业发展的内在需求才是中俄天然气协议得以快速签订的决定因素。在当前国际油价处于100美元/桶的高位时，中国不可能从俄罗斯获得根本性的优惠，促成合同快速签订的主要因素，一是相比LNG，中国更需要管道进口天然气，二是俄罗斯想摆脱对欧洲单一市场的依赖。

综述篇

成长烦恼

直到本世纪初，中国的大多数老百姓还从来没听说过天然气，城市燃气公司被称为“煤气公司”，时至今日，许多人仍习惯称天然气为“煤气”。

管天然气叫“煤气”也没错，两者的主要成分其实是同一种物质甲烷。包括液化天然气（LNG）、压缩天然气（CNG）、煤层气、页岩气等在内的众多“气”，其实都是对甲烷不同物理状态的称谓，或者是对其不同赋存方式的表述。

我国第一条跨区域的大型天然气管道是1997年10月投运的陕京一线。但直到2001年，由于下游市场不发育，该管道达不到经济输量，仍处于亏损状态。推动中国进入天然气时代的，是两件大事，一是2000年开工建设的西气东输工程，二是2001年7月13日，时任国际奥委会主席萨马兰奇宣布中国北京获得2008年夏季奥运会主办权。此时，人们意识到，天然气作为一种清洁高效的能源，不仅能为经济社会发展提供强大动力，也能向饱受大气污染的城市提供蓝天白云。天然气承载了“绿色奥运”的梦想，并将这一梦想变成了现实。

此后，天然气因为承载太多的梦想而不堪重负：在陕京一线不得不超负荷运行之后，启动二线工程建设，然而二线刚刚建成，就又满足不了下游的需求，不得不再建三线。即便如此，每年的冬天，仍会出现“京津告急”、“华北告急”的现象。为了调峰，天津大港的地下储气库早已满足不了需求，于是，不得不投巨资建设唐山LNG项目，不得不冒着每年巨亏数十亿元的压力，进口LNG以填京津之壑、华北之壑。

由华北而华东，直至华南、西南，以西气东输一、二、三线、川气东送、海气上岸之合力，以百万石油石化员工之奋力拼搏，仍然难以填满市场之欲壑。青春期的少年会遇到“成长的烦恼”，而今，十几岁的天然气产业亦如进入青春期的少年，陷入了“成长的烦恼”。

资源之愁

对于中国的天然气产业来说，最大的烦恼，是资源短缺的烦恼。

由于环境压力对清洁能源消费的刺激，加上国际组织对中国二氧化碳排放要求的压力，近年来，我国天然气消费呈持续高速增长态势。各地区都把天然气当作解决大气污染的灵丹妙药而强力推广。结果，压力迅速向气田开发方向传递，中国石油、中国石化、中国海油开足马力生产，仍远不能满足市场需求。

开发上的压力继续向勘探方面传递，近年来，虽然三大石油公司都加大了天然气勘探投资的力度，虽然全国各大油气田都在天然气勘探上奋勇争先，也先后探明并成功开发了一大批气田，但资源短缺的局面仍未得到根本改观。

从官方披露的统计数据来看，2013年国内天然气的产量（不含生物制气的产量）的前三

甲为陕西、四川、新疆三省区，占国内天然气总产量的60%以上。在天然气生产中，气田气是国内天然气的生产主体，而油田伴生气、煤层气所生产的天然气总量在国内整体产量中，仅占5%左右。其中，已经进入产业化阶段10年之久、在前几年备受媒体热炒的煤层气生产也进入徘徊停滞阶段。而备受关注的页岩气开发尚处于起步阶段，即使2015年产量65亿立方米的计划能如期实现，也仅占全国当期总产量的大约5%。其意义在于，作为一种潜在的天然气资源，页岩气开发的大门正逐步打开。

勘探开发上的成就大，远没有市场需求的胃口大。与天然气勘探开发和非常规资源开发形成鲜明对比的是，国内天然气需求的缺口仍在逐年加大，对外依存度则更是呈快速上升之势。2011年，中国天然气对外依存度达24%，与2010年13%相比，呈倍增态势。而到2012年，中国天然气的对外依存度则继续上升到了29%，对外依存继续恶化的情况进一步加剧。2013年，我国天然气产量1210亿立方米，同比增长9.8%，其中常规天然气1178亿立方米，非常规气中页岩气2亿立方米，煤层气30亿立方米；天然气进口量530亿立方米，比上年增长25.6%，其中管道气增长24.3%，液化天然气增长27.0%；天然气表观消费量1676亿立方米，增长12.9%。天然气对外依存度突破30%，升至31.6%。

页岩气和煤层气是增加国内天然气产量的现实通道，而且中国煤层气和页岩气资源丰富，但由于价格倒挂严重，煤层气和页岩气开发都不温不火。以煤层气为例，现有的煤层气开采企业中只有中联煤、中石油在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东部两个煤层气产业基地略有赢利，其他企业均处于不同程度的亏损中。打破国内资源瓶颈的途径有二，一是放开上游价格桎梏，鼓励国有石油公司加大非常规资源开发力度，二是鼓励民资进入非常规油气领域，大力开展非常规资源开发，开辟天然气上产的第二战场。但是目前，无论是开发政策，还是定价机制，都在阻碍着非常规气的上产通道。巨量的风险投资在观看中国石油和中国石化在重庆涪陵和川东南进行的表演。什么时候，民营资本才能到达舞台的中央？

眼前能看到的是，资源短缺是由中国的地质条件决定的，将与中国的天然气产业长期为伴。

价格之忧

也许有人会说，国内资源不足，到国际上买去呀。

对，为了得到天然气供应，我们几乎到了饥不择食的地步。中亚管道A、B、C线、中缅管道相继投产，澳洲LNG、中东LNG大船运来，中俄管道紧锣密鼓。然而，买回来的天然气，有一条难以逾越的无形鸿沟横亘在国境线上：价格倒挂，亏损严重。

2011年到2103年的3年内，中国石油进口天然气巨亏1051亿元。其中2012年，销售进口天然气及LNG亏损约人民币419亿元，仅进口中亚天然气亏损282亿元。这种因为天然气价格体系没有理顺而形成的亏损，被石油石化内部称为政策性亏损。

投资68亿元的唐山LNG一期工程于2011年3月正式开工建设，2013年11月机械完工，2013年12月投产，日最大气化能力2400万立方米。据悉，在当前国际油价下，进口LNG平均成本价格在4.6—5元/立方米之间，进入国内的天然气管网后，每立方米大约亏损3元。与唐山LNG项目有着相同命运的，还有中国石油旗下的2011年11月8日投产的江苏如东LNG和同年12月27日投产的大连LNG。

国务院办公厅2014年4月23日转发发展改革委《关于建立保障天然气稳定供应长效机制若干意见》的通知。按此通知要求，我国将建立保障天然气稳定供应长效机制，增加天然气供应，力争到2020年天然气供应能力达到4200亿立方米。届时，预计国内天然气总产量为2000亿立方米左右，也就是说，到2020年，将有超过50%的天然气依赖进口。如果按照中国石油进口天然气的亏损量计算，届时，中国石油每年将

承担大约1600多亿元的政策性亏损，超过目前中国石油的年度总利润。

修管道、建LNG接收站都需要巨大投资。建成后，这些设施就变成“亏损机器”、“烧钱炉子”，经营越多，亏损越多，出现这种怪象，原因只有一个，用计划经济的手段和方式，让国有骨干企业承担政治责任和社会责任。而对于三大石油公司，尤其是供气量最大的中国石油来说，承担亏损的同时，还要承担“绑架政府，要挟涨价”的恶名，比窦娥还冤。

除了进口气价格倒挂，国内一些气田也因为价格因素而使开发受到影响。苏里格气田是我国已探明的最大气田，由于单井产量低，探明后，长期处于亏损状态，2000年到2005年底，探明储量达5336亿立方米的苏里格气田，只累计采出了3亿立方米的天然气。2010年气价改革后，井口气价格由原来的0.77元/立方米增加到1元/立方米，才使这一局面有所改观，目前，年产量已经达到210亿立方米。由此可见，价格对上游业务的影响是多么巨大。

通过理顺价格体系，可以解决政策性亏损，激发上游企业的投资热情，使一些低效资源得到动用。但理顺天然气价格，牵涉到每一个老百姓的日常生活，牵涉到方方面面的利益，牵一发而动全身，短期内不可能一步到位，只能循序渐进。

体制之患

我国的天然气产业面临的最大问题是资源短缺，产业政策和管理体制的导向和目标，本应是利用价格杠杆，放开上游企业的价格管制，激励上游企业发展。但目前的管理体制却反其道而行之：把上游限制得较死，而下游却放得很开。其结果是，整个产业链中，上游业务统得最死，赚钱最少，而业务链末端的各城市燃气公司，因为与当地政府存在着不同程度的利益关系，虽处市场末端，却稳赚不赔。

欧洲和美国对天然气产业的管理体制虽有不同，但却有一个共同特点，那就是对上游价格完全放开。欧洲各国天然气政策的重点之一是推进天然气市场化进程，推动管网独立与第三方准入机制的建立。欧洲天然气市场的上游价格完全放开，但对管道运输、储气和配气等环节，各国都进行了严格的价格和利润率监管。美国对天然气价格的管制经历了从不管制到控制井口价格再到完全放开三个发展阶段，灵活的天然气价格机制是保障天然气稳定供应的重要因素。

除了对上游价格管制过严外，我国天然气产业发展中，上游业务对民资的限制始终保持高压态势，常规天然气资源民营资本难以进入。非常规资源呢？虽然近年来，关于页岩气等非常规资源的准入门

槛有所降低，国家能源局在页岩气的产业政策中也有“加快页岩气勘探开发利用，鼓励包括民营企业在内的多元投资主体投资页岩气勘探开发”之类的表述，但在具体操作中，比如2012年首次页岩气区块招标中，仍然设置了“投标企业注册资本金不低于3亿元人民币”等门槛，这一限制，把大多数中小油气公司扼杀在摇篮里，也难以形成资本的“洼地效应”。解决我国天然气资源短缺的矛盾，靠常规资源根本没有可能。如果不搞好页岩气和煤层气等非常规资源开发，“天然气独立”连一点可能性都没有。虽然页岩气等非常规资源开发也可能遭遇各种挫折，但起码为我国的“天然气独立”创造了一种可能性。然而，资金短缺是我国页岩气开发面临的最大困境，而风险投资则是解决资金短缺的有效方法。虽然美国的页岩气革命仍然被我国一些人斥之为“泡沫”，但奇怪的是，这种“泡沫”不仅没有把美国的天然气价格推上去，反而由每千立方英尺8美元，降到了目前的2美元，而且实现了美国的“天然气独立”，甚至让美国产生天然气出口冲动。而造成这种美丽“泡沫”的，则是近8000家中小型油气公司、大量风险投资。一些人害怕中国也发生页岩气革命，原因很简单，他们害怕页岩气革命成为打破上游垄断和现有游戏规则的“楔子”。

客观地讲，目前中国仍处于天然气业务快速发展阶段，政策不配套、体制难理顺、机制不顺畅的问题短时期内难以彻底解决。而且，天然气产业发展，国家能源供应安全的保障应该放在发展的首要位置，同时，应该考虑我国的资源特点、市场发展、国家政治体制以及经济文化传统等制定适合自身的天然气行业管理体制。然而，时不待人，正是这种超常规的快速发展，也需要超常规的体制变革和完善步伐。

放开上游价格，理顺价格关系，敞开民资大门，策动市场之力，营造竞争态势，推动产业发展，是天然气产业发展的必然趋势。随着进口天然气价格的倒逼，随着中国天然气消费的快速增长，随着消费者价格承受能力的逐步增强，国家应适时建立天然气价格的市场形成机制。

可喜的是，不久前习近平主席关于能源体制改革做出指示，提出要推动能源体制革命，打通能源发展快车道。坚定不移推进改革，还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法治体系。全方位加强国际合作，实现开放条件下能源安全。在主要立足国内的前提条件下，在能源生产和消费革命所涉及的各个方面加强国际合作，有效利用国际资源。

唐山LNG项目将为京津提供天然气调峰。

资源篇

芝麻开门

西气东输一线的主力气源克拉2气田一角。

在目前供需格局下，要实现我国的天然气独立，光靠常规天然气资源不行，光靠非常规资源也不行，惟一的办法是多管齐下：气田气、页岩气、煤层气齐头并进，煤制气等作为补充。

2008年，中国石化正式对涪陵焦石坝地区的页岩气进行勘探，4年后，焦页1HF井成功试产。日前，中国石化高调宣布，涪陵页岩气田已完成压裂试气的23口井，均获得了高产工业气流，平均单井测试日产量32.9万立方米，最高测试日产量为54.7万立方米，且产能非常稳定。其中，焦页1HF井已经持续稳定生产超过500天，油套压稳定在20.0兆帕左右，日产气6万立方米。据此，中国石化表示这标志着我国首次成功大规模商业开发页岩气。

来自财政部和国家能源局2012年联合下发的文件显示，中央财政安排的专项页岩气开发资金支持中，2012年―2015年的中央财政补贴标准为0.4元/立方米，补贴标准也将根据页岩气产业发展情况予以调整。

另据可靠消息，中国石油长庆油田在鄂尔多斯盆地开发的苏里格气田，虽属于砂岩气藏，但直井投产初期平均单井产量只有1―2万立方米，投产第二年，产量即跌至0.5万立方米/天。水平井开发后，采用多级水力喷砂压裂技术，也与页岩气开发模式相似，单井投资大约为5000万元，产量也只有6万立方米/天，却没有像页岩气那样，享受政府的补贴或其他优惠。

这样的事放在中国石油和中国石化之间，不会产生什么不良后果，但如果是两家民营公司，事情就会变得复杂一些，至少会挫伤其中一家的积极性。所以，打开资源之门的第一把金钥匙就是产业政策。

我国可采页岩气资源潜力，按国土资源部发布的权威报告为25.1万亿立方米，超过美国，可采储量居世界首位。因此，页岩气开发成为中国实现天然气独立的最大希望。按照页岩气“十二五”规划，到2015年我国页岩气要实现探明地质储量6000亿立方米、可采储量2000亿立

方米、开采量达到65亿立方米，到2020年页岩气开采量达到1000亿立方米。但除了中国石油和中国石化有关页岩气开发的消息不时见诸报端外，其他企业一片沉寂。

出现这种情况的根本原因在于，页岩气虽已经对民资开放，但仍有许多问题有待解决。国家的能源政策、天然气产业政策、页岩气产业政策都面临诸多挑战。

首先，页岩气产业政策实施过程中面临的一个重大壁垒便是矿权。尽管国务院在去年已经明确将页岩气确立为第172种独立矿产，迄今也已开展了两轮页岩气区块招标，包括“三桶油”及民营企业、地方国企和非油气央企等近百家单位参与角逐。第三轮招标目前也在紧锣密鼓筹备之中。但红红火火的招标，却并不能掩盖页岩气矿权面临的尴尬，即页岩气资源区，绝大部分与中国石油、中国石化、中国海油等传统国有石油企业的油气田高度重叠。也正因为此，两轮招标拿出来的区块，据称是品位较低的区域。这就是说，虽然政府通过政策鼓励各路资本参与页岩气勘探开发，但真正能进入市场，供大家分享的有利区块却极为有限。矿权瓶颈从根本上制约了页岩气的投资和开发。

其次，投资页岩气产业的企业如何退出。美国页岩气革命的成功，一个重要的制度优势便是退出机制，即借助于美国发达的投融资制度和产权交易市场，投资页岩气产业的企业可在任何一个环节顺利退出，而不必等到最终开采出工业气流方能获利。而目前我国受页岩气区块招标相关制度的制约，参与页岩气开发的企业，还无法通过市场化的方式，快速便捷地退出。页岩气勘探、开采市场退出机制的缺乏，导致页岩气的相关投资严重缺乏流动性，加之页岩气相关投资往往动辄上亿元，所以在很大程度上制约了各路资本投资的积极性。在前两轮招标中中标的民企，之所以迄今为止多按兵不动，原因与此不无关系。此次国家页岩气产业政策明确将相关补贴政策与开采出来的气量挂钩，进一步强化了只能通过顺利开采工业气流方能盈利的预期，而并未就页岩气相关开采权利、资产等交易市场建设有任何着墨，应该说是一大遗憾。

再次，管网问题。此前国家能源局已就油气管网开放征求各方意见。据媒体报道，政策对油气管网开放程度开的口子非常小，即需要管网存在多余运能的情况下才可以开放。运能大小，管网企业拥有很大的自由裁量权，国家监管的成本非常之高。而页岩气的特点决定了它不可能像常规天然气那样，拥有较为长期的、稳定的工业气流，对入网的要求会更加灵活，无疑会在入网过程中面临诸多障碍。此外，美国页岩气革命取得成功的一个重要因素，正是其四通八达的管网体系，便于开采出来的页岩气就近入网。而我国目前建设形成的天然气主干管网仅6万余公里，仅是美国的十分之一。而页岩气开采区域多位于偏远山区，管网并未到达，给页岩气入网带来难度。无论是通过敷设管网，还是通过压缩等方式外运，无疑均增加了页岩气的单位成本，增加投资风险，降低投资回报。所以，尽管页岩气产业政策对入网制订了支持政策，但管网条件和现实国情决定了页岩气入网，绝不会如想象般轻松。

再一个挑战便是价格市场化的问题。国家页岩气产业政策非常明确：页岩气执行市场化的价格。目前，国内天然气价格除部分国产液化天然气（LNG）基本实现市场化外，所有管道燃气仍然执行政府指导价。

出现这种情况的根本原因在于，页岩气虽已经对民资开放，但仍有许多问题有待解决。与之相关的能源政策、天然气产业政策、页岩气产业政策都面临诸多挑战。

在这种情形下，页岩气价格实行市场化，只有如下几种可能路径，要么不经过任何第三方管网，直接供应终端消费者；要么液化，进入LNG市场；要么进入管网，但直接与终端企业签署销售合同。前两种可操作性较小，后一种则对现有天然气价格管理机制及管网开放提出了大幅改革的要求，无疑也非一日之功。

如果不能坚定不移推进改革，如果不能还原能源商品属性，如果不能构建有效竞争的市场结构和市场体系，如果不能形成主要由市场决定能源价格的机制，如果不能转变政府对能源的监管方式，不仅天然气独立不可能，而且天然气对外依存度还会超出预期地提升。

打开资源之门的第二把金钥匙毫无疑问是技术。这一点，中国的三大石油公司，中化集团、神华集团敏感而清醒地意识到了：谁先占领技术的制高点，谁就占领了非常规资源开发的制高点。

为此，不久前，美国页岩气服务公司FTSInternational与中国石化集团签订了为期15年的合资协议，将在北京成立名为SinoFTS的合资公司，在中国进行非常规资源开发。这是首个由中国国有石油公司和外国成井公司建立的油井服务合资公司。中国石化将持有该合资公司55%的股权，余下股权由FTS公司持有。FTS公司将为中国石化提供其在水力压裂方面的专长，利用其在美国生产的适合中国环境状况的新设备。

此前的2013年年底，神华集团投资美国页岩气项目，与一家美国公司合作开发美国宾夕法尼亚州格林县的25口页岩气井位，其目的很明显，也是为了学习页岩气开发技术。

当然，作为中国天然气业务中的龙头老大，中国石油自然不会放过这一历史机遇，早就与壳牌等国际知名石油公司合作，在四川盆地开展了页岩气开发先导试验，并建立了示范区。

为了强力推进页岩气开发，2014年7月1日，中国石油西南页岩气前线协调指挥小组召开第四次会议。集团公司规划计划部、勘探与生产分公司、天然气与管道分公司、工程技术分公司、西南油气田公司、川庆钻探公司、长城钻探公司、浙江油田公司、勘探开发研究院、钻井工程技术研究院等多个部门和单位的有关领导及人员参加会议。

本次会议听取了前指办公室关于重点工作及进展、主要成果和认识、下步工作安排等三个方面的工作汇报，分析了面临的困难和存在的问题，并提出建议措施。各参会单位围绕地质研究、环境保护、施工设计、沟通协调等方面工作进行了讨论交流，并提出了加强地质和钻井技术研究、加快钻前工程节奏和地面配套工程建设、优化工程设计、进一步提高钻井质量等意见。会上提出了加快页岩气开发的十项措施，其中七项与技术有关。

消除政策壁垒、实现管网开放，剩下的，就是技术。当然，一些人担心民间资本大量涌入会造成泡沫。这一点，笔者认为大可不必。资本是一种非常聪明的“动物”，它识别“利润”气味的嗅觉异常灵敏，而民营资本更是资本这个动物群落中的佼佼者，如果闻不到利润的气味，民资会自动消失，因为民资绝大多数情况下不需要去做表面文章和形象工程。

战略篇

谁主沉浮

欧洲天然气的供应，几乎只有唯一的供应商——Gazprom。而目前为止，俄罗斯天然气的最大买家是欧洲。这是一种危险的游戏，一对一的交易中，任何一方退出，都会使另一方措手不及。

乌克兰事件，让欧盟和俄罗斯同时警醒，欧盟方面，英国外交大臣趁机敦促欧洲尽快实现能源供给多元化，降低对俄罗斯天然气的依赖。而俄罗斯为了摆脱对欧洲单一市场的依赖，迅速转向中国，谈了20年的中俄天然气管道一夜之间变为现实。

在这场较量中，一方拥有无可争议的资源霸主地位，而另一方拥有炙手可热的巨大消费市场，资源只有通过市场上才能实现价值，而市场只有注入资源才能充满活力，市场与资源，地位平等，如鸟之双翼，缺一不可。

近2年来，因气价问题，俄气遭遇了德国、意大利、乌克兰、波兰等欧洲天然气用户一系列诉讼而被迫降价，同时被要求修改长期贸易合同中“照付不议”条款，增加未来3年气价再次复议条款。俄气还受到欧盟委员会关于是否在中东欧市场存在滥用供气垄断地位的行为调查等。这一系列事件说明，市场支配地位与资源垄断地位一样，是可以在价格问题上拥有强大影响力的。

在经济全球化的大背景下，天然气发展战略不可能局限于国内。研究中国的天然气战略，必须有全球化的视野。实践证明，一个健康的天然气市场，必须有多渠道的供应体系，有健全的价格形成机制，有全方位的监管体系。在供应多元化方面，通过这些年的不懈努力，我国取得了巨大成就。近日，中国石油宣布其负责修建的中亚C线天然气管道正式通气，这意味着来自中亚的天然气将大大增加。

首先，中亚天然气管道供气能力不断增加。刚刚通气的C线与A、B线并行敷设，线路总长度1830公里，设计年输气能力250亿立方米。它的气源包括土库曼斯坦天然气100亿立方米/年，乌兹别克斯坦100亿立方米/年，哈萨克斯坦50亿立方米/年。随着今年年底中亚D线的修建，未来将共有800亿立方米/年通向我国，这些资源将随着西气东输二线、三线及四线等管道输往内地。

其次，中缅天然气管道已经于2013年8月正式通气，来自缅甸的天然气到达昆明。这条

管道通过中贵线等管道与西气东输管道在广东互联互通。

陕京管道的主力气源之一苏里格气田一角。

第三是中俄天然气合作，建成通气后，每年天然气贸易额高达380亿立方米。

此外，以来自澳洲、中东、印尼，甚至包括可能来自非洲的LNG作为补充。

当然，我国天然气产业的基石是国内的天然气开发。目前，常规天然气年增长率多年保持在两位数的水平，预计到2020年达到2000亿立方米，但我国的资源禀赋决定了我国常规天然气产量不能满足国家经济社会发展需要。要让我国天然气的资源基础更牢，惟一有效的办法是开放上游，管网公用，同时构筑有效竞争的市场结构和市场体系，用市场的力量推进非常规资源开发。

虽然美国的页岩气革命备受我国专家诟病和怀疑，但一个不争的事实是，美国实现了天然气独立，而且产生了出口天然气的需求。实现这一切，首先得益于高度市场化的页岩气开发模式。不同于常规天然气，页岩气开发需要大面积、规模化和连续钻井，因此，开发工作有前期勘探开发投入大，投资风险大，回报周期长，严重依赖管网建设等特点。开发中主要有三个参与主体：一是私人矿产和土地拥有者，二是中小型专业公司，三是大公司和投资者。产权清晰和市场化运作模式使美国页岩气开发中各参与主体可以高效率地分工协作。土地私有化制度保证了矿业权可以自主经营或通过市场交易自由出让。市场化的油气开发体制下，政府对投资者没有资质、规模、能力等方面的准入限制，用市场竞争即可获得页岩气开发权。

同时，风险投资和国际资本的助推。即使在使用了水平井钻探和分段水力压裂技术后，页岩气开采成本仍然相对较高，页岩气开发热潮还是没有到来。直到2005年，国际油价开始持续飙升，这给页岩气开采带来了转机，各路资本开始进入页岩气开发领域，中小型油气公司如雨后春笋般成立，有资料显示，美国现有8000多家油气公司中，有7900多家是中小公司，而这些中小型公司的资金主要来自风险投资者。

2008年金融危机爆发后，页岩气开发经过短暂的萧条后又繁荣起来，大量资本再次蜂拥而入。有咨询公司的数据表明，2003年至2005年3年间，北美油气上游业务的经营现金流是1600亿美元，同期油气上游业务的资本投资为1100亿美元，经营现金流大于资本投资500亿美元，富余的500亿美元大多投向了海外的油气上游业务。这也就是说，2005年前，北美是油气资本的净输出国。而6年后的2009年至2011年3年间，北美油气上游业务的经营现金流接近2200亿美元，而同期的资本投入则上升到了3500亿美元，资本投入超过同期经营现金流1300亿美元，接近2/5的资本投入来自于北美以外的地区和石油以外的行业。2011年外国资本在美国页岩气领域并购多达40起，总投资564亿美元。这些风险投资和国际资本的注入，直接推动了页岩气开发热潮的到来。

美国的做法不可照搬，但美国的经验可以借鉴。由于产业政策不到位，我国如今在页岩气领域的风险投资几乎是零。真正从事有实际意义的开发评价的，只有三大石油公司和延长油矿等传统石油企业，投资有限，成果也有限。其他企业像观看赵本山的小品一样，关注着四大公司的表演，偶尔报以笑声。

同样作为非常规资源，煤层气潜力也非常大。但目前，我国煤层气开发处于停滞状态，也和国家的产业政策有关，在矿权管理上，限制民营资本进入煤层气开发领域，尤其是在定价机制上，没能体现煤层气的开采成本。

进口多元化，国内市场化，管道公共化，资本开放化。我国的常规天然气资源、页岩气资源、煤层气资源都大致等于或优于美国，如果制订科学合理的天然气发展战略，相信同样能实现天然气独立。

价格篇

无形之手

价格是天然气产业发展中最复杂、最敏感的话题，也是作用最强大的杠杆。价格可以成为助推天然气产业快速健康发展的无形之手，也可以成为制约天然气产业发展的绊马之索。

我国未来的天然气产业中，进口气和自产气将平分秋色，在价格体系中，进口气和自产气的价格如何平衡也许很重要，但届时作为亚洲最大的天然气消费国和输入国，如何拥有价格主导权，才是关键中的关键。

那么中国如何应对该现状以及未来可能发生的变局？诸多专家认为，中国巨大且不断增长的天然气消费市场，是谈判中可利用的宝贵资源。根据《BP世界能源统计年鉴（2014）》的数据，2013年全球天然气消费增长仅1.4%，低于前10年2.6%的历史平均水平。其中，仅有中国和美国天然气消费量增量最为显著，分别为10.8%和2.4%，占据全球消费增长量的81%。

长期以来，中国似乎没有意识到市场也是价格的主导因素，未能用好自己的资源，在与俄罗斯的定价谈判中一直处于被动，即使是最后签约，也是在俄罗斯担心被欧洲抛弃时我国被动地与之签约。根本原因，一是中国没有形成与国际价格接轨、并能反映中国市场供需的市场价格形成机制，天然气价格仍由政府确定。二是现有管网没有实现公用化，不能在价格调节中发挥作用。

比如，此次中国与俄罗斯的天然气谈判中，价格如何确定，中国没有自己的定价方式，用美国的Henry hub对中国有利，但俄罗斯不答应，采用日本的JCC又太高，那就只能按照俄罗斯传统的商业模式来。毕竟，俄罗斯与油品挂钩的模式是相对公平的，而且已在欧洲实际应用了。但中国如此之大的市场规模，采用与欧洲相似的定价模式，至少对中国来说是不公平的。其实，俄罗斯天然气储量惊人，开发潜力巨大，未来不仅能够充分满足其国内市场需求，还将产生强大的天然气出口需求。俄罗斯要想扩大天然气的出口量，就必须进入亚太地区这一最有市场前景的区域，而中国市场是其必然的选择。

我国不仅没有意识到市场的价值，而且也没有为获得国际定价能力而做任何准备。

目前，我国进口天然气在国内一直按国产气价格进行销售，由于进口气是与国际油价挂钩的，目前价格较高，往往造成销售企业巨大的经济损失。以中亚气为例，中国石油每销售1方气，至少要亏损1元，从而形成进口气的巨额亏损。中国石油年报显示，因国内天然气价格倒挂，2011年中国石油天然气板块亏损200亿元，至2012年亏损额已达419亿元，2013年亏损额高达410亿

元。近年来，这笔巨额“政策性亏损”都是由中国石油兜着，问题是，随着进口气量的每年以百亿立方米的增幅上升，这个亏损额将超过中国石油的总利润，继续由中国石油来扛，中国石油还扛得住吗？最终可能谁都不愿意扛，谁也扛不了。

苏里格气田第一天然气处理厂一角。

事实上，中国实际具有影响甚至建立亚洲定价模式的潜力。韩国天然气公社中国事业团部长崔珍起认为，一国想建立天然气标杆价格，要同时满足两个条件，一是要有大量的天然气供应量，二是要有巨大的市场—中国是亚洲地区唯一同时兼具这两方面条件的国家。因此，也是最有希望形成标杆价格的国家。

中国布局的东北、西北、西南及海上四大天然气进口通道，从而开启一个重要的战略窗口期，在这个窗口期里，中国最大的筹码就是增量市场，就是每年增加的超百亿立方米的天然气。专家认为，中国唯有在此战略窗口期抓紧落实天然气价格改革，激发天然气市场活跃度，以形成自主定价能力，才能免受或少受美、俄因素的左右，才能在全球获得足量而价格可承受的天然气供应。

近年来，中国石油一直承担着进口天然气造成的巨大亏损，也一直在呼吁天然气价改。但进口气价格倒挂其实只是天然气价改的外因，其内因是，国内天然气价格不合理的现象已经深入骨髓，严重制约了天然气产业的发展。

一般认为，天然气价改就是政府下文调整价格，以前一直是这样。但天然气产业的超常规发展，使这种价改模式已经跟不上发展的步调。在天然气产业链中，上游的勘探与生产是资金投入最多，也是风险最大的环节，但恰恰在这个环节上，由国家确定的“井口气价格”像一把大锁，把一切美好的想象和向往都锁在了门外，大量低效资源无人问津，非常规资源投资积极性成了霜打的茄子，如果有人胆敢冒天下之大不韪去开发这些低品位资源，那你就要吞下亏损的苦果。相反，天然气终端销售环节，其销售的天然气无论是来自进口的管道气，还是来自进口LNG，无论是来自高产气田，还是来自低品位的边际气田，销售企业都能获得稳定而可观的效益。这种“效益倒挂”现象严重挫伤了上游企业投资开发低品位、非常规资源的积极性，而我国的天然气资源禀赋中，大量存在的，正是低品位、非常规的资源。这些资源得不到开发，则从根本上打击了天然气产业的发展。

其实很简单，正如习近平主席在不久前召开的能源工作会议上所说，还原能源的商品属性，交给市场去解决。这样一来，复杂的问题反而简单了：如欧美一样，放开井口气价格限制，加强对管网的监管，还管网公共交通动输工具的本来属性，天然气销售企业执行类似“井口气市场价（进口气门站价）+管输费+销售成本+适当利润”的价格形成模式，从而形成一个由市场决定价格的新机制，而政府则不需要制定价格，而是在进口气、非常规气的税收中给予适当优惠。

记忆中，似乎天然气调价就是涨价，其实不然。价格形成机制由政府定价转变为市场议价之后，价格变化将成为常态，不仅有涨，更会有跌。

今年4月底，国务院办公厅转发了国家发展改革委《关于建立保障天然气稳定供应长效机制若干意见》，《意见》明确提出，为保障天然气长期稳定供应，国务院要求按照责任要落实、监管要到位、长供有规划、增供按计划、供需签合同、价格要理顺的原则，统筹规划，合理调度，保障民生用气，努力做到天然气供需基本平衡、长期稳定供应。理顺天然气与可替代能源价格关系，抓紧落实天然气门站价格调整方案，加快理顺车用天然气与汽柴油的比价关系，建立健全居民生活用气阶梯价格制度，研究推行非居民用户季节性差价、可中断气价等价格政策。这一文件，为下步天然气改革埋下了令人期待的伏笔。

正如“授人以鱼，不如授人以渔”一样，政府用有形之手制定价格，不如授之以模，示之以范，挥动无形之手，让市场发挥主导作用，去确定价格。

改革篇

道远任重

如同任何一个领域的改革都不可能一帆风顺一样，天然气领域的改革，也将是一场大博弈。在这场变革中，要坚决避免的是，为平衡各既有集团利益而淡化甚至干扰我国天然气产业发展这个大局。

长期以来，我们一直强调石油天然气的战略特性，其实，在非战争状态下，石油天然气就是一种商品，谁都可以参与开发、炼制、经营，谁都有资格从石油天然气中获得利意，而不仅仅是传统的石油企业。如前所述，价格改革是天然气改革的重头戏，但天然气改革决不仅仅是价格一个方面。如何引入市场竞争机制，让市场发挥主导作用？如何鼓励激励技术创新，让非常规资源开发取得突破？如何消除民营经济参与天然气上游业务的障碍？如何还原能源的商品特性……

虽然有一种声音说美国的页岩气革命是一场泡沫，虽然实际操作中遇到了重重困境，虽然对外宣传中保持低调，但是，我们感受了民营资本参与开发页岩气的强烈冲动。

日前，湖南华晟能源投资发展有限公司第一口页岩气井─龙参2井，近日在湖南省龙山县洛塔乡猛西村正式开钻，这是湖南省唯一页岩气开发主平台的第一口页岩气井。湖南页岩气地质储量非常丰富，远景资源量达7万亿立方米，占全国页岩气的十分之一。其中湘西地区达5.5万亿立方米。龙山页岩气区块地质资源量在1868亿―2572亿立方米，居湖南5个区块之首。

而在贵州，继2012年3月压裂出气的岑页-1号井之后，在其他地区，下寒武统牛蹄堂组页岩气开发也取得重要进展，第一口页岩气评价井已经出气。而黔北的志留系龙马溪组也已经取得重要突破。贵州省页岩气地质资源量10.48万亿立方米，占全国12.79%。全国排名仅次于四川、新疆、重庆之后为第四位。

据悉，除了四川、重庆、贵州、湖南之外，河南、安徽拥有页岩气资源的省份，都已经有页岩气评价井开钻，有的已经完井试气。

这就是改革带来的活力。尽管页岩气招标还有一些有待改进之处，但仅仅这一小步的改革，就已经取得社会的巨大响应，取得了重要进展。如果这些省份取得重要突破，同时，参与页岩气项目的民营资本能在当前的优惠政策下，获得利润，那么，页岩气开发的“蝴蝶效应”将随之而来，中国的页岩气革命将势不可挡。届时，中国的天然气独立或将成为现实。

据悉，我国将继续加大对天然气尤其是页岩气等非常规油气资源勘探开发的政策扶持力度，有序推进煤制气示范项目建设。

同时，我国还将支持各类市场主体依法平等参与储气设施投资、建设和运营，研究制定鼓励储气设施建设的政策措施。优先支持天然气销售企业和所供区域用气峰谷差超过3∶1、民生用气占比超过40%的城镇燃气经营企业建设储气设施。符合条件的企业可发行项目收益债券筹集资金用于储气设施建设。对独立经营的储气设施，按补偿成本、合理收益的原则确定储气价格。另外，对储气设施建设用地也将优先予以支持。

国家还将建立天然气监测和预测、预警机制，对天然气供应风险做到早发现、早协调、早处置。另外，还要做好油气勘探开发体制改革试

点工作，研究制定天然气管网和LNG接收、存储设施向第三方公平接入、公平开放的政策措施。

另一个事件看似平静地发生，但其影响也许非常深远。2014年5月12日晚间，中国石油天然气股份有限公司发布公告称，公司拟以西气东输管道分公司管理的与西气东输一、二线相关的资产及负债，以及管道建设项目经理部核算的与西气东输二线相关的资产及负债出资设立东部管道公司。公告表示，毕马威华振会计师事务所以2013年12月31日为基准日对拟出资资产进行了审计，总资产为816亿元，总负债526亿元，净资产290亿元。经评估，总资产为916亿元，总负债526亿元，净资产389亿元。东部管道公司拟在上海市浦东新区注册成立，注册资本拟为人民币100亿元。

公告称，“本次股权转让，有利于促进发展混合所有制经济，优化公司资产配置和融资结构，实现产权结构多元化的目的”。

这并非中国石油第一次出售管道资产。早在2012年5月30日，中国石油与全国社会保障基金理事会、城市基础设施产业投资基金、宝钢集团签署了《西气东输三线管道项目合资合作框架协议》，正式引入社会资本和民营资本参与西气东输三线建设。这也被视为我国油气管网向社会资本开放的第一枪。

业内人士表示，一直以来我国天然气长输管线超过80%隶属中国石油，这也成为其他企业进入管输天然气领域的重要阻碍。此次办法出台，意在共享天然气领域基础设施，为各类资本进入此行业提供便利。

改革一旦启动，就难以停下脚步。很显然，如果庞大的管道资产不能实现社会化、公共化，那么天然气改革将无从谈起。

对于已经成熟的常规天然气资源和进口天然气，要改革的，重点也许就是价格体系。正如一些专家所说，真正任重而道远、艰巨而光荣的改革，是增量的改革。我国在页岩气、煤层气的开发上起步较晚，基础薄弱，但这部分资源正是潜力巨大的增量资源，如何活激这些资源，才是改革的重点。政府更应发挥积极的引导和支持的作用。首先，应出台激励非常规资源开发的财政税收政策。非常规资源开发投入大、产出周期长、投资回收慢。如果没有政府支持，一般企业难以进入。要出台相应的财政补贴和税收优惠政策，将鼓励支持页岩气行业发展。其次，政府应主持开展页岩气资源地质调查和基础研究。

国家层面上，搭建技术引进消化吸收和再创新的平台，打破技术瓶颈。中国石油企业已经初步掌握页岩气直井压裂技术，但尚未掌握水平钻井和水力压裂这两项页岩气开采的核心技术，而且缺乏核心技术人才，这些因素直接制约了页岩气产业的发展。为此，我国应考虑从引进国外成熟的核心开发技术和核心技术人才入手，快速缩短与国外的技术差距。

同时，调整我国的天然气市场结构。我国天然气开发和运输管网都处于大型国企的垄断控制下，天然气价格也处于管制之下，难以反映实际供需变化。为了推动非常规资源开发，我国应大力推动天然气市场的结构改革：在开发上，减少审批，加强监管，对国资民资同时开放；在价格上，可以逐步放开管制，试行油气联动或煤气联动；在运输管网上，实现产输分离，保证管道使用平等。通过这些举措，进一步吸引社会资金进入页岩气开发领域，提升产业效率和效益。

在“促”的同时，也要加强监管。对于非常规天然气资源的开发可能造成的环境危害，一定要未雨绸缪，提前做好防范。要开展水力压裂法和地质灾害预防的基础研究，研制环保的压裂液，回避地质敏感地区进行开发。要建立完善环保相关的法规，在页岩气开发前期，就应该研究制定相应的环保法规和标准，加强开发过程中的监管和检查，一定要避免重蹈“先污染后治理”覆辙。

改革势在必行，天然气改革任重而道远。但只有把握“有利于我国天然气产业发展”这个大局，坚持改革与创新，就一定会取得良好的效果。

合作篇

长袖善舞

中国的天然气事业，国际合作是一个绕不开的话题。据国际市场预测，今后全世界的天然气需求增长的希望都在中国，中国也因此成为国际天然气交易和合作的热点。

5月21日，中俄签订通过东线管道供应天然气的协议。该协议期限30年，每年供应380亿立方米。中俄签订的4000亿美元巨额天然气协议，不仅为中国保证了稳定的能源供应，有分析曾指出，中国将为每1000立方米天然气支付约350美元。路透社也援引业内人士消息称，此次协议价格可能在350-390美元/千立方米。以每1000立方米天然气350美元计算，在当期的人民币对美元汇率下，折合成人民币，大约是每立方米2.15元，低于进口LNG的价格，但高于中亚管道的价格。

媒体不约而同地把中俄签订的叫做“天然气协议”，没有定性为买卖协议，但专家认为，这其实更像是一种合作协议。因为此后中国为此协议支付了250亿美元的预付款，实际上是给俄罗斯预支的管道建设费。

显然，中俄天然气合作，又一次实现了双赢。对于俄罗斯来讲，订单加强了Gazprom与中国等亚洲国家的联系，打破了Gazprom如今80%的市场来自欧洲的局面。对中国来说，每年380亿立方米的天然气，奠定了天然气进口的基石，确保中国能获得稳定的天然气供应。中国石油方面表示，俄罗斯将从2018年开始供应天然气，供应量将逐渐增至每年380亿立方米。这一供气量相当于2013年中国天然气表观消费量1676亿立方米的22.7%，少于哈萨克斯坦每年对中国的供气量400亿立方米。

6月17日晚间，中国海洋石油总公司(中国海油)与英国石油公司(BP)在英国伦敦签署了一份液化天然气(LNG)长期供应框架协议。根据协议内容，BP2019年起将向中国海油供应总计3000万吨LNG。据媒体报道，BP公司执行长BobDudley表示协议价值200亿美元(约合1250亿人民币)。

早在2004年，中国海油、BP与广东省政府便签署了国内第一个LNG项目的商务合同，BP

公司在中国海油位于广东的LNG气化站和管道项目占有30%的股份。10年来，中国海油与BP公司在能源方面的合作一直保持了良好的态势，包括2010年时以约70.6亿美元的价格收购BP持有的泛美能源60%的权益，2011年在南海深水合作区签订多个石油合同等，此次业务为两公司之间合作的延续与深化。

2013年，中国海油LNG进口总量达到1301万吨，占到了全国2013年全年进口LNG总量的72%。截至去年底，中国海油已在广东、福建、上海、天津、浙江和珠海建成投产6个LNG接收站，接收规模达2480万吨/年，正在建设的海南、深圳、粤东等LNG接收站将在2015年底前相继投产。

中国海油虽然占据国内LNG行业的重要位置，2013年中国进口LNG252亿立方米，进口均价为2.5元/立方米，但这样的价格在国内并不能保证盈利。中国海油不计成本进口LNG，有两个原因：第一，因为中国海油是央企，有保证国内能源供应的社会责任；第二，LNG市场前景广阔，其手上掌握的资源越多，未来话语权便越大。

除了LNG，中国海油在页岩气的国际合作中也不甘落后。2013年10月11日，中国海油宣布，以10.8亿美元的价格收购美国第二大天然气生产商切萨皮克能源公司（Chesapeak）位于得克萨斯州南部的一个名为鹰滩的页岩油气项目1/3的权益。

除了俄罗斯天然气管道，中亚天然气管道已经从A线修到了D线，年供气能力也将达到800亿立方米，中国与土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦已经建立了紧密的合作关系，丝绸之路经济带正在复兴。

在中国海油积极开展LNG业务的同时，国内最大的天然气供应商也不甘失去市场领导地位，一批LNG项目相继建成投运。江苏LNG、唐山LNG、大连LNG都已经建成投运，而拟建的LNG项目也在积极推进之中。与中国海油相比，中国石油更看重管道进口而非LNG。除了俄罗斯天然气管道，中亚天然气管道已经从A线修到了D线，年供气能力也将达到800亿立方米，中国与土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦已经建立了紧密的合作关系，丝绸之路经济带正在复兴。

另一种形式的国际合作，正以润物细无声的形式影响着中国的天然气产业，那就是国内的对外合作。目前，中国石油、中国石化都与国际著名的石油公司展开页岩气开发方面的合作。在四川，由中国石油与壳牌合作的富顺永川项目已经在页岩气开发上取得重要进展。而早在2011年，中国石化就与美国雪佛龙公司合作，在贵州省黔南州龙里县进行页岩气的二维地震勘探工作。一年后，中国石化又对外宣布，中石化勘探南方分公司将与康菲石油在四川盆地綦江区块开展页岩气勘探、开发和生产的联合研究。

我国的资源禀赋不佳的现实，要求我们在立足国内资源开发的同进，必须展开国际天然气合作，通过三大石油公司，我们高兴地看到，这种合作正在健康发展。